Biogas Journal 1_2018

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BI

Fachverband Biogas e.V.

| ZKZ 50073

| 21. Jahrgang

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GAS Journal

Das Fachmagazin der Biogas-Branche

Biogas Convention: So war es in NĂźrnberg S. 26

Silphie: Ergebnisse aus Gärversuchen S. 72

Gas

Adressfeld

Recht: Wenn der Direktvermarkter pleite ist S. 101

e d n a h n a h t e m netz und Bio

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INHALT

BIOGAS JOURNAL

Titelthema

Biogas Convention

12.–14. Dezember 2017, Nürnberg

38 Gas: Potenzielles Medium für die Energiewende Von Dierk Jensen

26 Seide: „Fossile Energieträger brauchen ein CO2-Preisschild“ Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann

EDITORIAL 3 Warum Biogas ein Klimakiller oder ein Klimaretter sein kann!

Dipl.-Ing. (FH) Hendrik Becker, Vizepräsident des Fachverbandes Biogas e.V.

AKTUELLES 6 Meldungen 8 Bücher 10 Termine 11 Biogas-Kids 12 Fossiles LNG kann nur eine Brücke sein Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann 18 Strom plus Wärme plus Bioraffinerie Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 22 Box und Miete bestens kombiniert Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph

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42 Notwendig, aber derzeit unrentabel: Gasspeicher in Deutschland Von Bernward Janzing

POLITIK 34 Neuer Schwung im weltweiten Klimaschutz Von Stefan Küper 36 Transformationstechnologien gewinnen an Bedeutung Von Dr. Peter Röttgen

46 Europäische Biomethanstrategie notwendig Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann

PRAXIS 54 Stoffstrombilanzverordnung Neue Regelung seit Anfang Januar Von M.Sc. Ramona Weiß 56 Ein zweites Leben für Dosierer Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 60 Nahwärme Ein Ort setzt auf Holz und Biogas Von Dipl.-Geogr. Martin Frey

TITELFOTO: ISTOCK_DARIOEGIDI FOTOS: FACHVERBAND BIOGAS E.V., FOTOLIA_REINHARD TIBURZY, ENERGIEPARK HAHNENNEST, MANUEL MACIEJCZYK

BIOGAS JOURNAL |

INHALT

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72 WISSENSCHAFT 64 Optimale Nutzungsdauer von Biogasanlagen – Reparaturkosten entscheiden Von Clemens Fuchs, Jessy Blaschke, Joachim Kasten, Katharina Skau und Frank Rixen 68 Was bringt Repowering wirklich?

Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 72 Donau-Silphie liefert vielversprechende Gaserträge Von Dr. Angelika Konold-Schürlein

INTERNATIONAL

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Finnland 86 Weg von der Pipeline-Wirtschaft, hin zur Bioökonomie Interviewer: Dierk Jensen Indien 88 Gaushalas mit Biogasanlagen verknüpfen Von Abhijeet Mukherjee

RECHT 100 Clearingstelle EEG Von Elena Richter und Dr. Martin Winkler 101 Wenn der Direktvermarkter pleite ist ...

Von Dr. Helmut Loibl

PRODUKTNEWS VERBAND Aus der Geschäftsstelle 90 Betreiberbeirat wählte und diskutierte Änderungen im EEG Von Dr. Stefan Rauh und Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk

Kenia 76 Premiere mit Avocados Von Oliver Ristau

94 Aus den Regionalgruppen

Finnland 82 Klima-Kapriolen, Biogas und Kreislaufwirtschaft Von Dierk Jensen

96 Sicherheit auf Biogasanlagen in Chile Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk

104 Produktnews 106 Impressum

96 Aus den Regionalbüros

98 Wohlklingende Passagen im Koalitionsvertrag Von Bernward Janzing

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BIOGAS CONVENTION 2017

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12.–14. Dezember 2017, Nürnberg

Seide: „Fossile Energieträger brauchen ein CO2-Preisschild“ Die 27. BIOGAS Convention & Trade Fair zieht eine positive Bilanz. Über 5.000 Teilnehmer besuchten die dreitägige Veranstaltung. Neben der weltgrößten reinen Biogas-Fachmesse mit 253 Ausstellern nutzten die Besucher der Convention vor allem das vielfältige Angebot an Vorträgen und Workshops, um sich über die neuesten Entwicklungen und Potenziale der Branche zu informieren.

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann

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esonders viel Zuspruch erhielt in diesem Jahr der Workshop 3: „Techniken zur Aufbereitung und Vermarktung von Gärprodukten“. „Wir spüren sehr deutlich, dass die Systemdienstleistungen der Biogas-

technologie stark an Bedeutung gewinnen. Die Optimierung der Nährstoffkreisläufe in der Landwirtschaft, aber auch im Bereich der Verwendung von Bioabfällen nimmt dabei eine zunehmend wichtigere Rolle ein“, sagte der Hauptgeschäftsführer des Fachverbandes Biogas, Dr. Claudius da Costa Gomez, nach der Tagung.

Auch wenn die klassischen Themen wie „EEG“ und „Ausschreibungen“ nach wie vor von hohem Interesse für die Betreiber sind, ist der Wandel in der Branche zu spüren. „Allein über den Stromverkauf lässt sich eine Biogasanlage in Zukunft nicht mehr betreiben. Die Themen Kreislaufwirtschaft und Diversifizierung der landwirtschaftlichen Produktionsprozesse gewinnen stark an Bedeutung“, betonte der Verbandsvertreter. „Die Betreiber konzentrieren sich auf Effizienzsteigerung, Flexibilisierung und das Nährstoffmanagement durch Gärprodukte“, erklärte da Costa Gomez. „Neue Anlagen werden unter den gegebenen Rahmenbedingungen in Deutschland kaum noch gebaut.“ Ohne das Auslandsgeschäft würde es einige deutsche Firmen schon nicht mehr geben, ist sich der Verbandsvertreter sicher. Vor allem Frankreich und Italien stehen im Fo-

JAHRESTAGUNG

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FOTOS: THOMAS GEIGER

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Horst Seide, Präsident des Fachverbandes Biogas e.V. kus der Unternehmen. Auch Russland und die Türkei haben im Vergleich zu 2015 an Bedeutung gewonnen.

Dem insgesamt gestiegenen internationalen Interesse hat der Fachverband Biogas mit zahlreichen englischsprachigen Workshops und Panels Rechnung getragen. Über den Biogas-Markt auf dem Sub-Kontinent berichtete der Geschäftsführer des Indischen Biogas Verbandes IBA, Gaurav Kedia. Er stellte die Entwicklung und Herausforderungen in seiner Heimat dar. Zwischen dem indischen und dem deutschen Biogasverband besteht seit zwei Jahren eine Partnerschaft.

Die Firmenvertreter zeigten sich sehr erfreut über die Qualität der Messegespräche.

Zum Großteil konnten Sie die Zielgruppen erreichen, die sie mit dem Messeauftritt anvisiert hatten: Anlagenbetreiber, Landwirte, und Unternehmer aus der Biogasbranche.

Mehr als 80 Prozent der ausstellenden Firmen erwarten im Anschluss an die BIO-

GAS Convention ein Nachmessegeschäft. Insgesamt bewerteten die befragten Aussteller die wirtschaftliche Situation der Branche besser als 2015. 44 Prozent erwarten eine steigende oder stark steigende Tendenz und 30 Prozent gleichbleibende Verhältnisse. „Dieses positive Gesamtergebnis sollte allerdings nicht über die aktuelle Situation der Biogasfirmen in Deutschland hinwegtäuschen“, bemerkte da Costa Gomez. „Von einer stabilen Lage sind wir in der Biogasbranche noch weit entfernt.“ Der Hauptgeschäftsführer fordert daher mehr politische Stabilität, verlässliche Rahmenbedingungen und ein klares Bekenntnis zum Gelingen der Energiewende – mit Biogas – ein.

Horst Seide, Präsident des Fachverbandes Biogas e.V., beklagte am Mittwochvormittag in der Plenumsveranstaltung in seiner Rede den energiepolitischen Stillstand in Deutschland. Drei Monate nach der Bundestagwahl habe Deutschland immer noch keine neue Regierung. Die zügige Regierungsbildung sei aber wichtig, damit drängende energiepolitische Themen bearbeitet und die energiepolitischen Weichen in Richtung mehr Klimaschutz gestellt würden.

Unzufrieden zeigte sich Seide auch mit dem Ausgang der ersten Ausschreibungs-

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BIOGAS CONVENTION 2017

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Daniel Hölder, Geschäftsführer der C.E.T. Clean Energy Trading GmbH (CET)

Prof. Dr. Gerald Linke, Vorstandsvorsitzender des DVGW e.V.

runde für Biomasseanlagen für eine Anschlussförderung nach den ersten 20 Jahren EEG-Laufzeit. „Unser Strom in den Ausschreibungen ist ein anderer Strom als aus Wind- und Solarenergie. Denn wir haben verlässlichen Strom. Wir haben eine riesige Biobatterie. Wenn im Januar oder Februar Wind und Solar wegen der sogenannten Dunkelflaute nicht liefern, dann können wir die Biomasse in unseren Silos verstromen. Egal, ob Stromerzeugung in Regelenergie oder nach Fahrplan – wir können liefern, bedarfsgerecht“, hob Seide hervor.

Leider werde diese Leistung heute zu schlecht monetär honoriert. Dann sei es kein Wunder, wenn Anlagenbetreiber kein Geld verdienten und sie ihre Anlagen künftig stilllegten. „Es ist eine der größten Sünden dieser Zeit, alte Kohlekraftwerke im Markt zu halten und Erneuerbare-Energien-Anlagen aus der Erzeugung zu drängen.

Die Kohlekraftwerke machen uns die Preise kaputt“, betonte der Verbandspräsident. So langsam dämmere es auch den größten Skeptikern, dass Deutschland mit einem solchen energiewirtschaftlichen Dilemma nicht die Pariser Klimaziele erreicht.

Bei den Sondierungsgesprächen zur Jamaika-Koalition hätten die Politiker offensichtlich gemerkt, dass es so nicht weitergeht, dass Kohlekraftwerke abgeschaltet werden müssen. „Sogar die Forderung der vergangenen Monate – die anfangs ziemlich weit hergeholt klang –, fossilen CO2-Ausstoß im Strombereich zu besteuern, wurde in den Sondierungen diskutiert“, verdeutlichte Seide. Nun sei die Besteuerung nicht mehr fern. Die nächste Regierung müsse in dem Punkt liefern. Das habe dann auch Auswirkungen auf den Gebotshöchstpreis für Biogas in der Ausschreibung.

Wenn weniger Kohlestrom eingespeist werde, dann steige der Preis für die bedarfsgerechte Stromerzeugung. Bei der CO2-Bepreisung falle auch immer der Begriff „CO2-Vermeidungskosten“. Dabei geht es um die Kosten, um eine Tonne CO2 einzusparen. „Uns wird oft vorgehalten, dass die kleinen 75-kW-Gülleanlagen eine zu hohe Förderung bekommen. Schauen wir aber genauer hin, dann stellen wir fest, dass die kleinen Anlagen diejenigen sind, die die geringsten Vermeidungskosten haben, weil sie einen negativen CO2-Rucksack

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BIOGAS CONVENTION 2017

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Präsidium gewählt Am Dienstag, den 12.12. wählten die Mitglieder des Fachverbandes die Vertreter für das Präsidium für die nächsten vier Jahre. Alter und neuer Präsident ist Horste Seide, Vizepräsident bleibt Hendrik Becker. Für den ausgeschiedenen Gottfried Gronbach wurde Christoph Spurk als Vertreter der Planer und Hersteller neu gewählt.

Das Präsidium von links: Prof. Dr. Kilian Hartmann, Hendrik Becker, Holger Kübler, Horst Seide, Dr. Sarah Gehrig, Christoph Spurk und Josef Götz.

vorweisen können“, klärte Seide auf. Darum hofft er, dass die nächste Bundesregierung im EEG 2017 eine sogenannte De-minimis-Regelung (Bagatellbeihilfemöglichkeit) nutzt und die 75-kW-Grenze aufhebt und stattdessen die Grenze für Gülle vergärende Anlagen bei 150 kW einzieht. Dann würden mehr landwirtschaftliche Reststoffe in den Anlagen eingesetzt. In das 100-Tage-Programm der nächsten Bundesregierung gehöre diese Aufgabe auf jeden Fall hinein.

Neben dem Thema Stromenergiewende ging Seide auch auf die Wärmewende ein. Er beklagte, dass die Erneuerbare Wärmewende stagniert und Ölheizungen gefördert werden. Es gebe jedoch eine Möglichkeit, die Erneuerbaren im Heizungskeller konkurrenzfähig zu machen. Aber wie sieht die aus? Seide: „Die fossilen Energieträger brauchen ein CO2-Preisschild!“ Damit verlören die fossilen Energieträger ihre Wettbewerbsvorteile.

Obwohl die Argumentation der Biogasbranche schlüssig und nachvollziehbar sei und die politischen Vertreter ihr weitgehend zustimmten, komme immer die Frage: Ja, aber der Mais? „Ich entgegne dann: Wir könnten auch Blumen oder Blühpflanzen vergären und damit

die Biodiversität erhöhen. Es müsste nur entsprechend gefördert werden. Wir könnten diejenigen sein, die die Insekten fördern, die Bienen schützen. Biogas kann mehr sein als Maisanbau sowie Strom- und Wärmeerzeugung“, erklärte Seide abschließend. Wenn Politik und Biogasbranche das umsetzen, dann bekommt der Begriff „Flower Power“ eine ganz andere Bedeutung.

Dass grünen Gasen die Zukunft gehört, davon ist nicht nur der Fachverband Biogas überzeugt. „Ja, Gas muss grün werden!“, sagte Prof. Dr. Gerald Linke, Vorstandsvorsitzender des DVGW e.V. (Deutscher Verein des Gasund Wasserfaches) während seines Plenum-Vortrages.

Der Slogan „Gas kann grün“ habe das Jahr 2017 geprägt, insbesondere vor der Bundestagwahl und im Vorfeld der Jamaika-Sondierungen. „Wir haben alle ein Interesse daran, dass die nächste Bundesregierung das Thema Klimaschutz weiter vorantreibt. Dabei spielen die grünen Gase eine ganz entscheidende Rolle“, sagte Linke.

Der DVGW arbeite zurzeit an einer Roadmap für erneuerbare Gase. Vor dem Hintergrund der Klimaziele und der angestrebten Grenze der Erderwärmung von maximal 2

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Dr.-Heinz-Schulz-Ehrenmedaille verliehen In diesem Jahr hat der Fachverband Biogas zwei herausragende Akteure der Biogasbranche mit der Dr.-Heinz-Schulz-Ehrenmedaille ausgezeichnet. Einer der beiden geehrten ist der Schweizer Dr. Arthur Wellinger. Er gehört von Anfang an zur deutschen Biogas-Community. Bei den ersten Biogastagungen und bei der Verbandsgründung war er eine wichtige Persönlichkeit. Er brachte immer viel Expertise mit und hat sich weltweit für die Biogasproduktion eingesetzt. So hat er sich auch besonders für die Gründung des Europäischen Biogasverbandes stark gemacht.

Der zweite Geehrte ist sicherlich den meisten in der Biogasszene bekannt. Seine Name ist ganz wesentlich mit der deutschen Biogaserfolgsgeschichte verbunden. Die Medaille erhielt Josef Pellmeyer, der von 2001 bis 2013 Präsident des Verbandes war und heute Ehrenpräsident ist. Er bewirtschaftet einen landwirtschaflichen Betrieb, betreibt zwei Biogasanlagen – eine davon mit Gaseinspeisung – sowie ein Kompostwerk. Unter seiner Regie brachte er den jungen Verband in ruhige Fahrwasser und machte ihn im Laufe der Jahre zu einem wichtigen Ansprechpartner der Politik.

FOTOS: THOMAS GEIGER

Von links: Fachverbandspräsident Horst Seide, der geehrte Dr. Arthur Wellinger und Laudator Harm Grobrügge, Vizepräsident des Europäischen Biogasverbandes.

Von links: Fachverbandspräsident Horst Seide, der geehrte Josef Pellmeyer und Laudatorin Kerstin Ikenmeyer vom Bayerischen Staatsministerium für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie, die die Rede anstelle von Ministerialrat Dr. Rupert Schäfer hielt, der terminlich verhindert war.

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Grad Celsius stellte der Referent fest, dass weltweit nur noch 1.000 Gigatonnen CO2 ausgestoßen werden dürfen. Für Deutschland ergebe sich daraus ein Budget von 1,1 Prozent oder 10 Gigatonnen. Laute das Ziel 1,7 Grad Celsius, dann dürfe Deutschland nur noch 5,23 Gigatonnen emittieren, bei 1,5 Grad Celsius sind es nur noch 2,34 bis 2,67 Gigatonnen. Erkenntnis: Das Budget fällt sozusagen in sich zusammen. „Die Kohle in der Verstromung und die nicht vorhandenen CO2-Vermeidungsfortschritte im Verkehrssektor belasten das deutsche Budget. Deutschland hat sein CO2-Budget praktisch aufgebraucht. Als Gaswirtschaft wissen wir aber, dass wir den Klimazielen merklich näher kommen können“, erklärte Linke. Erreichbar sei dies mit einer DreiPunkte-Strategie: 1. Fuel switch, 2. Content switch und 3. Modal switch.

Fuel switch bedeute, sich von treibhausgasintensiven Energieträgern wie Kohle und Öl zu verabschieden und stattdessen Erdgas einzusetzen. Denn Erdgas sei der Energieträger mit den geringsten fossilen CO2-Emissionen. „Wenn wir das machen, dann können wir laut Umweltbundesamt und Deutschem Brennstoffinstitut bis zu 44 Prozent der CO2-Emissionen einsparen.

Dazu sollte zunächst die Braunkohleverstromung und danach die Steinkohleverbrennung aufhören“, machte Linke klar.

Spätestens beim sogenannten Content switch kämen die Erneuerbaren Gase zum Einsatz. Denn am Ende sei auch Erdgas ein fossiler Energieträger. Wenn die Emissionen weiter gesenkt werden sollen, dann müsse das Emissionsprofil dieses Energieträger beeinflusst werden. Dazu würden andere Energieträger benötigt: wie zum Beispiel Biomethan, Syngas oder Wasserstoff. Linke: „Hier haben wir nach unseren Berechnungen ein Potenzial, den Foodprint von Erdgas bis 2050 um bis zu 50 Prozent zu senken.“ Im dritten strategischen Punkt, dem Modal switch, gehe es um die Kopplung von Strom und Gas. Überschüssiger, fluktuierender erneuerbarer Strom werde zum gasförmigen Energieträger und bei Lücken in der Stromversorgung zur Elektrizitätsbereitstellung verwendet. Die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) spiele dabei eine große Rolle. Es sei bekannt, dass sich die Residuallast durch KWK zu 80 Prozent decken lasse.

Im mittelschweren und schweren Lastverkehr gebe es keine bessere Lösung als Gas

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in Form von LNG-Kraftstoff oder Bio-LNG. „Mit dem Biomassepotenzial Deutschlands ließe sich Bio-LNG in einem Umfang produzieren, dass mit der Menge die Hälfte des deutschen Schwerlasttransportverkehrs bereits 2030 emissionsfrei gestellt werden könnte. Die Energiedrehscheibe Erdgasnetz muss konsequent genutzt werden“, warb Linke. In der strombasierten Gasproduktion gewinnt das Erdgasnetz weiter an Bedeutung. Power-to-Gas (PtG) ist hier das Schlagwort. Das Deutsche Brennstoffinstitut bearbeitet diesen Pfad im Rahmen der Roadmap Erneuerbare Gase. Projektziel ist laut Linke ein Ausbaupfad für Wasserstoff und WasserstoffKonzentrationen im Erdgasnetz.

Zum einen werde untersucht, was die Stromseite benötigt, um Überschussstrom zu integrieren und daraus Stromgas herzustellen. Auf der anderen Seite könne aber auch eine Zielsetzung sein, dass einfach mehr grünes Gas im Erdgasnetz sein soll.

Aus diesen Ansätzen sollte ein gesamter PtG-Bedarf bestimmt werden mit makroökonomischen Kostenansätzen. Die gesamtwirtschaftliche Sinnhaftigkeit müsse ermittelt werden. Erste Ergebnisse zeigten:

Soll das Ziel von 80 Prozent Treibhausgasminderung erreicht werden, dann seien 16 Gigawatt installierte PtG-Leistung notwendig. Sollen 95 Prozent Minderung erreicht werden, dann verdoppele sich die PtGLeistung fast.

Erdgas werde noch lange im System bleiben, selbst bei 60 Prozent Treibhausgasminderung werde Erdgas der dominante Energieträger sein, weil dann die Verdrängung gegen Kohle einsetze. Später müsse Erdgas durch grünes Gas ersetzt werden.

Biomethan aus Biogas werde einen stabilen Sockel bilden, andere grüne Gase müssten wesentlich zulegen. Der Gasbedarf werde von heute über 800 Terawattstunden (TWh) auf etwa 480 TWh sinken.

Der DVGW will die 10-Prozent-Wasserstoffgrenze im Erdgasnetz aufheben. Er hält 25 Prozent Wasserstoff im Erdgasnetz für machbar. Alternativ könnte Wasserstoff auch methanisiert werden, um einen bekannten Energieträger zu bekommen. Der DVGW hat dem Bundeswirtschaftsministerium Anfang Dezember vergangenen Jahres ein Förderprogramm vorgeschlagen, „mit einem Volumen von 1,1 Milliarden Euro“, gab Linke bekannt. Damit sollen

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Von links: Dr. Claudius da Costa Gomez, Reiner Gansloser und Horst Seide im Gespräch während der Mitgliederversammlung, als Stimmzettel ausgezählt wurden. Da der Fachverband Biogas in diesem Jahr sein 25-jähriges Bestehen feiert, befragte da Costa Gomez Gansloser und Seide zu den Anfängen ihrer Biogasaktivitäten. Gansloser, einer der Mitbegründer des Verbandes, erinnerte sich, dass sich eine kleine Gruppe von Akteuren immer bei Erich Holz auf dem Demeter-Betrieb, dem Karlshof in Aspach bei Backnang in Württemberg, traf. Dort wurde auch eine Biogasanlage von Aktivisten der Biogas-Bundschuh-Gruppe in Eigenregie gebaut. Er selber sei auch Demeter-Landwirt. „Die Ökolandwirte waren diejenigen, die begannen, sich mit der Biogasthematik auseinanderzusetzen“, reklamiert Gansloser. Auch Seide erinnert sich noch gut an die ersten Treffen zum Wissensaustausch in Weckelweiler. Das sei damals schon eine ziemlich bunte Truppe gewesen.

Schließlich haben unter anderem auch die Kontakte zu den süddeutschen Biogas-Fans Seide später dazu gebracht, selbst in die Biogasproduktion einzusteigen.

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BIOGAS CONVENTION 2017

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Franz Kustner, links, und Josef Götz, Präsidiumsmitglied des Fachverbandes Biogas e.V. Götz dankte Kustner während der Tagung im Namen des Fachverbandes Biogas für dessen hohes Engagement in der Politik sowie im Bayrischen Bauernverband für die Bioenergienutzung.

Kustner war viele Jahre Vorsitzender des Landesfachausschusses Erneuerbare Energien im Bayrischen Bauernverband sowie Vorsitzender des Kreisbauernverbandes.

PtG-Anlagen über einen Zeitraum von 10 Jahren mit einer jährlich installierten Leistung von 150 Megawatt aufgebaut werden.

Während einige Energiewirtschaftsexperten Erneuerbare Gase in mittlerer Zukunft aufstreben sehen, werfen andere den Blick auf die nahe Zukunft und erkennen Einkommens-Chancen für die direkte Biogasverstromung. Daniel Hölder von der C.E.T. Clean Energy Trading GmbH – vormals Clean Energy Sourcing –, eine 100-prozentige Tochtergesellschaft der BayWar.e. renewable energy GmbH, sagte: „Für die Masse der Biogasanlagen ist die Stromproduktion heute und in naher Zukunft das zentrale Thema. Und dabei geht es vor allem um Flexibilität in der Stromproduktion durch Biogas.“

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Die Preise für Wind- und Solarstrom seien in den vergangenen Ausschreibungsrunden stark gefallen. Das seien die geringsten Erzeugerpreise für Neuanlagen im Strommarkt. Wind und PV seien die „Arbeitspferde“ der Strombereitstellung. Angesichts dieses Preisgefüges müssten Anlagenbetreiber und Direktvermarkter schauen, wo Platz ist für die Stromproduktion mit Biogasanlagen. Er machte deutlich, dass die Zukunft der Biogasverstromung in den Angebotstälern der Windund Solarstromerzeugung liege.

Flexibilität heiße, sowohl Regelenergiemärkte als auch kurzfristige Strommärkte zu erschließen. Bei Letzteren gehe es um den eigentlichen Ausgleich zwischen Bedarf und Erzeugung. Die Frage ist nun, was der Strom im Kurzfristmarkt wert ist. „Der kurzfristige Stromhandel findet innerhalb Europas ganz wesentlich in Deutschland statt, weil der Markt hier am stärksten liberalisiert ist. Wir können heute Preissteigerungen im Day-Ahead-Markt und im Intraday-Handel sehen“, führte Hölder aus.

Als Beispiel nannte er den Januar 2017, als kaum Wind- und Solarenergie ins Stromnetz eingespeist worden sind und zudem in Frankreich mehrere Atomkraftwerke vom Netz abgekoppelt waren. Die Situation habe zu steigenden Strompreisen im Kurzfristmarkt geführt.

Hölder geht davon aus, dass solche Preissituationen ab 2020 viel häufiger auftreten. Er begründete dies damit, dass in Deutschland bis Ende 2019 5 Gigawatt Leistung durch Abschalten von Kohlekraftwerken aus dem Markt gehen. Gleichzeitig würden etwa 8 bis 10 Gigawatt Leistung durch Wind- und PV-Anlagen in Betrieb genommen. „Der Januar 2017 ist ein Beispiel für die Strompreisentwicklung im Kurzfristmarkt in der nahen Zukunft und nicht erst in 15 oder 20 Jahren. Ab 2020 können wir solche Preissprünge als Alltag erwarten. Darin liegt

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BIOGAS CONVENTION 2017

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für Biogasanlagen eine große Chance“, blickte Hölder voraus. Der Kurzfristmarkt sei nicht so ein endlicher Markt wie der Regelenergiemarkt. Für Biogasanlagen sei es wichtig, heute zu flexibilisieren – und zwar so, dass sie in allen Strommärkten parallel unterwegs sein können.

Mit den in den Jahren 2000 bis 2002 gebauten Anlagen fielen demnächst nach dem Ende der ersten Vergütungsperiode rund 500 MW aus dem ersten EEG. Das EEG 2017 mit seiner Systematik böte genug Volumen für eine doppelte Überbauung der installierten Leistung

dieser Anlagen. Damit hätten diese Anlagenjahrgänge später gute Aussichten, in der richtigen Flexibilisierung Geld zu verdienen.

Den Mitgliederservice live erleben konnten die Tagungsteilnehmer am zweiten Tag

Autor Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann Redakteur Biogas Journal Fachverband Biogas e.V. Tel. 0 54 09/90 69 426 E-Mail: martin.bensmann@biogas.org

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PRAXIS / TITEL

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Europäische Biomethanstrategie notwendig In Deutschland speisen rund 200 Biogasanlagen Biomethan in Erdgasqualität in das Erdgasnetz ein. Pro Jahr sind das rund 950 Millionen Kubikmeter, was 1 Prozent des deutschen Erdgasverbrauchs oder 12 Prozent der deutschen Erdgasförderung entspricht.

Dieses Gas wird bislang hauptsächlich in Deutschland verbraucht. Die spannende Frage lautet: Können grüne Gase wie Biomethan auch international gehandelt werden?

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann

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a, das ist heute schon möglich, aber es gibt noch erheblichen Optimierungsbedarf für den Handel“, sagt Sandra Rostek, Leiterin des Hauptstadtbüros Bioenergie des Fachverbandes Biogas e.V. in Berlin. Zurzeit werde das deutsche Biomethan überwiegend verstromt. Kleinere Mengen würden als Kraftstoff genutzt – entweder als Reinkraftstoff oder als Beimischung zum Erdgas – oder sie würden in Gasthermen als Mischungspartner im Erdgas zur Wärmegewinnung verfeuert. „Wir haben schon länger die gefestigte Erkenntnis, dass kaum ein Energieträger so gut für das internationale Geschäft geeignet ist wie Biomethan. Darüber hinaus findet in vielen europäischen Ländern eine Trendwende statt in der Weise, dass nationales Autarkiedenken im Zusammenhang mit der Energieversorgung abnimmt.

Es gibt große Chancen für Biomethan, international gehandelt zu werden, weil es viele Länder mit einem großen Bedarf gibt“, erklärt Rostek.

Sie verweist beispielweise auf die Niederlande, die eine ambitionierte Treibhausgasminderungsquote im Verkehrssektor formuliert haben. Das Land versucht nun, diese Quote auch mit Biomethan-Importen zu erfüllen, weil die eigene Produktion nicht ausreicht. Auch Italien sei an ausländischem Biomethan aus Klimaschutzgründen interessiert, weil Erdgas in der Energieversorgung einen hohen Stellenwert hat und dort über 880.000 Erdgasfahrzeuge angemeldet sind.

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„Wir müssen beim Biogas über den Tellerrand des EEG hinausschauen. Der Fachverband Biogas ist daher auch für Biomethan als Kraftstoff. Er plädiert für eine Förderung des internationalen Biomethanhandels“, betont Rostek. Etliche Länder in Europa hätten ein großes Reststoffpotenzial, das über die Biogasproduktion erschlossen werden könnte. Das Land könne aber bedarfsmäßig die potenziellen Biomethanmengen nicht verbrauchen. Daher sei es klug, diese Energiemengen zu exportieren. Und umgekehrt könnten heimische Marktakteure dann eben in anderen Ländern Absatzmärkte erschließen, die hierzulande allzu schleppend aufwachsen.

Positiv ist laut Rostek, dass die EU-Kommission den internationalen Handel von Biomethan grundsätzlich befürwortet. Sie beklagt aber auch, dass sich das Bundesumweltministerium in Berlin zu diesem Thema bisher sehr bedeckt hält. Warum soll Biomethan nicht international gehandelt werden können, wo doch Bioethanol und Biodiesel und die für die Produktion notwendigen Rohstoffe über Ländergrenzen hinweg verkauft werden? Vorhandene Massenbilanzierungssysteme für Biomethan sind praxiserprobt und dürften kein Hemmnis darstellen.

Hinderlich dagegen ist, dass derjenige, der Biomethan liefern will – zum Beispiel aus den Niederlanden nach Deutschland oder umgekehrt –, in den Biogasregistern beider Länder angemeldet sein muss und die standar-

FOTO: FOTOLIA_JONASGINTER

Der internationale BiomethanHandel in Europa steckt noch in den Kinderschuhen. Erste Mengen werden zwischen Deutschland und der Schweiz sowie zwischen Deutschland und Schweden gehandelt.

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PRAXIS / TITEL

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disierte internationale Verbindung derzeit noch fehlt. In Deutschland bietet die Deutsche EnergieAgentur (dena) die Plattform für das Register. Das Biogasregister Deutschland ist eine Plattform zur standardisierten und einfachen Dokumentation von Nachweisen über Biogasmengen und -qualitäten im Erdgasnetz. Es ist ein System, mit dem Biomethan von der Produktion bis zum Verbrauch zertifiziert und nachverfolgt werden kann. Es richtet sich an Produzenten, Händler und Verbraucher von aufbereitetem und in das Erdgasnetz eingespeistem Biomethan.

Lästige Kapazitätsbuchungen an Ländergrenzen Ein weiteres Problem ist, dass aufgrund mangelnder Klarheit in den Regularien bisweilen an den Ländergrenzen Kapazitäten für den Biomethantransport gebucht werden müssen – obwohl das Gas nicht physisch, sondern nur virtuell im anderen Land verbraucht wird. „Will jemand von Deutschland nach Italien durch Österreich Biomethan liefern, dann muss er womöglich in Österreich eine Gebühr für die Durchleitung bezahlen“, ärgert sich Rostek.

Um den europäischen Biomethanhandel zu vereinfachen, haben verschiedene Akteure, zu denen auch der Fachverband Biogas e.V. und die European Biogas Association zählen, das ERGaR-Projekt ins Leben gerufen (nähere Infos unter www.ergar.org). ERGaR soll eine europäische Plattform sein und die nationalen Biogasregister ergänzen und verbinden. ERGaR wird den Nachweis der sicheren Vermarktung bieten und eigene Qualitätsstandards schaffen. Es ist ein übergeordnetes Zertifizierungssystem, keine Handelsplattform. Seit 2014 wird die Plattform konzipiert.

Mittlerweile sind die Abläufe und Prozesse komplett durchdacht und praxistauglich. Am 15. Dezember 2017 nun wurde ERGaR bei der EU-Kommission eingereicht mit dem Ziel, dass es durch die Kommission als internationales Nachweissystem anerkannt wird.

Ein weiterer wichtiger Erfolg des Projekts ist, dass die Kommission im Entwurf der neuen RED II-Richtlinie erstmals die Empfehlung der Marktakteure aufgreift, das gesamte europäische Gasnetz als ein zusammenhängendes Massenbilanzsystem zu begreifen. Auch dies dürfte dazu beitragen, dass der Handel mit Biomethan künftig einfacher werden wird.

Gute Marktsituation für Biomethan in Deutschland Jüngst hat auch die bmp greengas GmbH aus München entschieden, dass sie dem ERGaR-Projekt beitreten will. Das süddeutsche Unternehmen hat nach eigenen Angaben jährlich etwa 2,4 Terawattstunden Bilanzkreisvolumen Biomethan, was rund einem Viertel

der in Deutschland produzierten Menge entspricht. Die bayrischen Gashandelsprofis haben das Ziel, mit ihrem langjährigen Know-how und mithilfe der durch die Übernahme von der Erdgas Südwest Sandra Rostek im Verbund mit der EnBW nochmals deutlich erhöhten Stabilität den Einsatz von Grünen Gasen in Deutschland und Europa voranzubringen und damit zur Erreichung der klimapolitischen Ziele beizutragen.

Der Leiter des Einkaufs bei bmp, Johannes Klaus, sagt zum europäischen Biomethanhandel: „Zunächst müssen wir einmal feststellen, dass die Marktsituation in Deutschland für hier produziertes Biomethan sehr gut ist. Es gibt einen Handel in das europäische Ausland, aber dieser macht aktuell noch einen eher geringen Anteil am Gesamtmarkt aus. Dabei handelt es sich zumeist um Biomethan aus Rest- und Abfallstoffen, das in den aktuellen EEG-Regimen eine tendenziell niedrigere EEG-Förderung erhält. Davon werden Mengen nach Schweden oder in die Schweiz verkauft.“ Das sind nach seiner Erkenntnis die Hauptmärkte.

Laut bmp-Vertriebsleiter Stefan Schneider finden von den rund 930 Millionen Normkubikmetern Biomethan, die in Deutschland jährlich produziert werden, über 80 Prozent den Weg ins EEG. Das heißt, dass diese Menge in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen verstromt und gleichzeitig die Wärme genutzt wird. Die Stromvergütung ist im EEG geregelt. Die restlichen 20 Prozent kommen in der Gasmobilität sowie in Gasthermen als CO2-entlastende Alternative zu Erdgas zum Einsatz.

Klaus fügt hinzu, dass es im europäischen Ausland auch andere Förderprogramme gibt. So gibt es zum Beispiel Länder wie Großbritannien mit sogenannten „feed-in tariff“-Systemen. Da werde das Biomethan in einem mit dem Deutschen nicht vergleichbaren System behandelt. „Der Biomethan-Produzent bekommt für jede Kilowattstunde, die er ins Erdgasnetz einspeist, einen garantierten Preis. Ausländisches Biomethan ist in einigen Ländern gegenüber dem inländischen Produkt schlechter gestellt, was den Handel mit Biomethan in diesen Ländern deutlich erschwert“, erklärt der Fachmann.

QUELLE: ST. GALLER STADTWERKE

„Der Fachverband Biogas plädiert für eine Förderung des internationalen Biomethanhandels“

Die St. Galler Stadtwerke in der Schweiz bieten Erdgas mit 5 Prozent und 20 Prozent Biogasanteil sowie ein 100-ProzentBiomethan-Produkt an. Es kommt dort als Heiz- und Kochgas zum Einsatz.

Biomethan von Deutschland nach Schweden Als Alternative gebe es aktuell zwei wesentliche Märkte, die interessant seien. „Das ist zum einen der Transportsektor, in dem Quoten oder Tickets erlöst werden können. So sind zum Beispiel Biomethanmengen von Deutschland nach Schweden transferiert worden, weil die EU-Kraftstoffpolitik entsprechende Anreize zur Grünstellung des Kraftstoffmarktes im Gassegment macht. In diesem Bereich setzen die Nationalstaaten die EU-Vorgaben um“, ergänzt Klaus.

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FOTO: MARTIN BENSMANN

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Ausländische Handelsakteure suchen in Deutschland ausschließlich Biomethan aus Rest- und Abfallstoffen.

Zum anderen existiere der sogenannte „voluntary market“, der nach Klaus‘ Angaben für Privatkunden interessant ist, die „Grüne Gase“ einkaufen wollen anstatt normales Erdgas. Die seien auch dazu bereit, einen höheren Preis zu bezahlen. Dieser Markt sei insbesondere in Schweden und in der Schweiz lebendig. „Wobei beide Länder sicherlich auch versuchen, selbst möglichst viel Biomethan zu produzieren. Allerdings begrenzt die jeweilige Ländergröße und jeweilige geographische Lage die heimische Biomethanproduktion, sodass gewisse Mengen importiert werden müssen“, erläutert Klaus.

Schweizer importieren nennenswerte Mengen Schneider weiß zu berichten, dass Schweizer Energieversorger in Deutschland unterwegs sind, um einzelne Biomethanproduktionsanlagen direkt an sich zu binden. So stiegen beispielsweise Schweizer Akteure direkt in deutsche Biomethanprojekte ein, exportierten das Biomethan in den Alpenstaat und versorgten dort ihre Kundschaft. „Die Schweizer importieren schon seit etwas mehr als fünf Jahren nennenswerte Mengen“, so Schneider.

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Dass Gasmengen ins deutsche Biogasregister bei der dena eingestellt werden, sei nicht zwingend. Es sei auch möglich mit anderen Gutachten oder Zertifikaten zu handeln. Aber immerhin würden 80 Prozent der deutschen Biomethanmenge über das dena-Biogasregister gehandelt. Schneider: „Wenn mit anderen Gutachten oder Qualitätsnachweisen gehandelt wird, die den Kriterienkatalog genauso zusammengestellt haben, dann ist das kein Problem. Diese Mengen könnten ebenfalls bilateral verkauft werden. Die jeweiligen Register bieten jedoch eine Standardisierung und dadurch eine gewisse zusätzliche Sicherheit für den Endkunden.“ Klaus führt dazu ein Beispiel an: Wenn ein ausländischer Einkäufer eine Biomethananlage in Deutschland findet, die Biomethan aus Rest- und Abfallstoffen produziert, dann kann der ausländische Partner dem deutschen Produzenten eine Vertragsbasis vorschlagen. Es gehe dann darum, wie der Nachweis und in welcher Ausgestaltung er von Land A in das Land B kommt. Hier gibt es aktuell keinen Standard, sodass Geschäfte im Moment noch mit vielen Unsicherheiten und gewissen Risiken verbunden sind. Hier empfehlt es sich, einen Spezialisten einzusetzen.

Einzelgeschäfte hingen immer von den Anforderungen des jeweiligen Endkunden ab. Daran orientierten sich alle Einzelgeschäfte, die die Europäer bilateral miteinander vereinbaren. „Klar können wir Grünes Gas nach Deutschland importieren, aber wir müssen uns als Händler überlegen, welchen Wert es für den Endkunden hat“, hebt Schneider hervor.

Uneinheitliche Förder- und Vergütungssysteme Ein großes Handelshemmnis in Europa ist nach seiner Darstellung, dass die Förderung und die Vergütungsleistung des Biomethans in allen Ländern ein Stück weit anders ausgestaltet sind. „Bei uns kommt die Biomethanförderung ja eigentlich über das EEG mit der Stromvergütung am Generator. Andere Länder dagegen bekommen zum Beispiel eine Förderung bei der Errichtung der Einspeiseanlage. In Österreich werden bis zu 30 Prozent der Investitionskosten durch den Staat bereitgestellt. Weil die Förderprogramme in den Ländern verschieden sind, kann nicht einfach Biomethan von einem Land ins andere Land gehandelt werden“, erklärt Schneider.

So könne Biomethan aus Dänemark oder Österreich aktuell keine deutsche EEG-Vergütung bekommen.

Grund: Das EEG fordere, dass nur in Deutschland produziertes Biomethan nach EEG vergütet werden kann.

Auch ein beispielsweise in Österreich bereits gefördertes Biomethan könne nicht nach Deutschland ins EEG-System gelangen, weil die EEG-Bedingungen eine Doppelförderung ausschließen.

Darüber hinaus sei zu beachten, dass Gas mit „Grünen Eigenschaften“ immer nur einmal mit diesen Eigenschaften in einem Land vermarktet werden kann. In

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einem anderen Land sei das dann nicht mehr gewünscht. Vor allem, wenn es dort tatsächlich auch physisch zum Einsatz kommt. Transparenz und Nachweise seien notwendig, um die Doppelnutzung der grünen Eigenschaft ausschließen zu können.

Klaus betont, dass jeder Biomethanmarkt seine eigenen Interessen und eigenen Preise hat. Er sieht es als große Herausforderung an, diese Fakten alle auf einen Nenner zu bringen. Biomethan von Produzenten, die bereits in den Genuss einer Förderung kamen, hat einen anderen Marktpreis als das, das komplett ohne Subventionen produziert wurde.

grünen Eigenschaften gehe nur im freien Markt. „Für eine getrennte Vermarktung von Gas und biogener Eigenschaft ist ein wirtschaftlicher Mehrwert entscheidend.“ Seit 2016 gibt es ein Abkommen zum Herkunftsnachweisaustausch zwischen Deutschland und Österreich. Das Abkommen beinhaltet unter anderem, dass eine Schnittstelle eingerichtet wird zwischen dem dena-Biogasregister und dem AGCSRegister in Österreich.

Dies bietet die Möglichkeit, Biomethan bidirektional zu handeln. Die ERGaR versucht, auf einer Metaebene eine Schnittstelle zu bilden, sodass einzelne Länder nicht mehr miteinander einzelne Vereinbarungen treffen müssen, sondern vielmehr eine Schnittstelle mit der ERGaR – welche die länderspezifischen Anforderungen versucht Johannes Klaus zu standardisieren – eingehen.

Wie die einzelnen Grünen Gase in Zukunft preislich aufgestellt sein werden, können die bmp-greengas-Experten heute nicht prognostizieren. Heute seien Wasserstoff und Synthesegas aus Power-to-Gas-Anwendungen, in denen preiswerter Wind- und Solarstrom genutzt werden, deutlich teurer in der Produktion als Biomethan aus nachwachsenden Rohstoffen oder Abfallstoffen.

Schneider: „Das wird gefühlt in den nächsten fünf Jahren allemal noch so sein. Wir gehen nicht davon aus, dass in den nächsten fünf Jahren so viele Power-to-Gas-Anlagen gebaut werden, die genauso viel Energie produzieren wie alle Biomethananlagen, die es heute in Deutschland gibt.“ bmp greengas beabsichtigt, das Geschäft mit neuen Grüngas-Produkten und -Dienstleistungen weiter auszubauen. Dazu zählt zum Beispiel Bio-LNG, das nach Ansicht des Unternehmens eine echte Alternative für den Mobilitätsmarkt ist und die Stickoxidbelastung schneller und effizienter reduzieren kann, als es der zeitintensivere Ausbau der E-Mobilität ermöglicht.

„Für eine getrennte Vermarktung von Gas und biogener Eigenschaft ist ein wirtschaftlicher Mehrwert entscheidend“ Nun kann aber nicht nur Biomethan als Gas zusammen mit grünen Eigenschaften gehandelt werden. Vielmehr können die grünen Eigenschaften auch abgetrennt und separat gehandelt werden. So könnte zum Beispiel theoretisch ein Biomethanproduzent in Österreich die grünen Eigenschaften nach Schweden verkaufen. Der schwedische Einkäufer hat genug Gas, aber ihm fehlen die biogenen Eigenschaften. Dann könne es Sinn machen, das grüne Biomethan aus Österreich nicht physisch teuer nach Schweden zu liefern, sondern nur die biogenen Eigenschaften.

Es muss dann jedoch sichergestellt sein, dass der österreichische Biomethanerzeuger die grünen Eigenschaften nicht noch ein zweites Mal verkauft. Der österreichische Produzent kann das Methan ohne die grünen Eigenschaften nur noch als Erdgas vermarkten. „Wenn wir Biomethan physisch transportieren, dann transportieren wir immer das Gas mit seinen grünen Eigenschaften. Das ist aneinandergekoppelt.

Massenbilanziell müssen die Mengen erfasst werden. In Deutschland benötigen wir für die EEG-Nutzung sowohl das physische Gas als auch die grünen Eigenschaften“, macht Schneider aufmerksam.

Im Kraftstoffsektor, so Klaus, ist auch beides aneinandergekoppelt, auch über Ländergrenzen hinweg. Die Abtrennung der

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Biomethan aus Rest- und Abfallstoffen ist gefragt Erfahrungen im internationalen Biomethanhandel hat auch die ARCANUM Energy aus Unna in Nordrhein-Westfalen gesammelt. Marcel Leue, Berater für den

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Preis mit der notwendigen Zertifizierung“, berichtet Leue.

Für eigene Kunden, aber auch für Fremdkunden wird im Hause Arcanum die Massenbilanzierung vorgenommen. In der Regel sei es so, dass die gekaufte Gasmenge in Deutschland in einen Bilanzkreis gegeben und anschließend von einem Schweizer Akteur in die Schweiz transportiert werde. In der Schweiz bestehe ein bestimmtes Anreizsystem. Dabei handele es sich um eine CO2-Abgabe, die um rund 1,4 Cent je kWh (aktuell 84 CHF je Tonne CO2) reduziert werde, wenn Biomethan eingesetzt wird. Ab dem Jahr 2018 steigt die CO2-Abgabe auf 96 CHF je Tonne CO2. Deutsches Biogas werde leider von der Schweiz in der CO2-Besteuerung noch nicht anerkannt. Immer, wenn deutsches Biomethan per Erdgasleitungsnetz über die Grenze gehe, dann werde daraus per Hauptzollamt Erdgas.

Erdgas-Transportnetz Schweiz

Absatzpfad Biomethan, sagt, dass der Biomethanhandel in Europa noch in den Kinderschuhen steckt. Er bestätigt, dass insbesondere Lieferungen von Deutschland in die Schweiz stattfinden, die auch von Arcanum abgewickelt werden. Darüber hinaus existiere ein gewisses Interesse in Großbritannien, wobei es dabei aber eher um Zertifikate gehe, also um die grünen Eigenschaften des Biomethans. „Einkäufer aus der Schweiz kommen auf uns zu und suchen Biomethan aus Rest- und Abfallstoffen. NawaRo-Gas ist im Ausland eher problematisch und wird weniger gewünscht aufgrund des negativen Images von Energiepflanzen. Abfallgas ist zudem preislich attraktiver als NawaRo-Gas. Letzteres ist etwa 1 Cent pro Kilowattstunde teurer. Wenn wir als Makler von einem Schweizer Einkäufer kontaktiert werden, dann suchen wir für ihn das passende Biomethan zum passenden

Schweizer Energieversorger bieten ErdgasBiomethan-Mischprodukte an „Der ökologische, biogene Mehrwert des Biomethans wird an der Grenze sozusagen abgetrennt und gelangt separat in die Schweiz. Dadurch wird für deutsches Biomethan die volle CO2-Steuer fällig. Genutzt wird das Gas in dem Alpenstaat hauptsächlich von den Energieversorgern als Beimischprodukt zum Erdgas.

Viele Stadtwerke haben dem „klassischen“ Erdgasprodukt ihrer Kunden einen Anteil von 5 bis 10 Prozent Biomethan beigemischt. Die Kunden setzen es zur Wärmegewinnung ein. Die Kunden haben aber auch die Möglichkeit, das Mischgasprodukt abzulehnen“, stellt Leue dar.

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Weil die Energieversorger so konsequent vorgingen, sei der Biomethanabsatz in der Schweiz auf recht hohem Niveau. Die grünen Eigenschaften gelangen in Form von Qualitätsnachweisen über die Grenze. Über den Weg der Massenbilanzierung könne Arcanum sicherstellen, dass der grüne Mehrwert den Energieversorger erreicht. Für den grünen Mehrwert werde auch ein Preis festgelegt. Leue ergänzt: „Es gibt in der Schweiz aber auch Kunden, die nur die grünen Eigenschaften des Biomethans haben wollen ohne den Gastransport.“ Die CO2-Steuer ließe sich nur sparen, wenn eine Pipeline zum Beispiel von Deutschland direkt in die Schweiz gelegt würde, durch die nur Biogas strömt. Die grünen Eigenschaften, die in die Schweiz gehen, werden aus dem Massenbilanzsystem von Arcanum ausgebucht.

Per Dokument belegt Arcanum, dass die Mengen aus dem deutschen System raus sind. Die Werte der grünen Eigenschaften werden an das interne System der Schweizer Akteure übergeben.

Laut Leue macht jeder Marktteilnehmer im Grunde seine eigene Massenbilanz. Die Biogas-Clearingstelle in der Schweiz habe ein wachendes Auge auf das Bilanzsystem. „Die kontrollieren sowohl die inländisch produzierte Biomethanmenge als auch auf freiwilliger Basis die importierten Mengen“, weiß der Consultant. Hinderlich im Marktgeschehen sei, dass immer, wenn Biomethan ins Ausland gelange, es keine zentrale Stelle gebe, bei der Zertifikate beziehungsweise grüne Eigenschaften gebündelt und nach Verbrauch gelöscht werden.

Für den physikalischen Gasfluss fallen Entgelte an, die von Land zu Land individuell ausgestaltet sind. In der Schweiz existiert zum Beispiel kein Entry-Exit-System wie in Deutschland, wo bei der Durchleitungsgebühr die Leitungslänge keine Rolle spielt. In der Schweiz dagegen werden die Durchleitungskosten danach be-

stimmt, wo der Gasabnehmer seinen Sitz hat und wie lang der Weg des Gases durch die Leitung zu ihm ist.

Wichtiges Urteil vom Europäischen Gerichtshof Interesse an deutschem Biomethan von schwedischer Seite hat auch Leue festgestellt. Im Zusammenhang mit Schweden verweist er auf ein Urteil des Europäischen Gerichtshofs (EuGH) von Mitte 2017. In dem konkreten Fall ging es darum, dass ein Akteur aus Deutschland nach REDcert zertifiziertes Biomethan in den schwedischen Kraftstoffsektor bringen wollte. Daraufhin hat die schwedische Energieagentur den Import abgelehnt mit der Begründung, dass sie REDcert nicht anerkennt.

Daraufhin wurde der Fall vor den EuGH gebracht und dort verhandelt. Das Urteil des Gerichtshofs besagt, dass ein Inlandsvorbehalt aufgrund dieser Begründung nicht möglich sein darf. Wenn die schwedische Energieagentur grundsätzlich das System einer Massenbilanzierung akzeptiert, dann müssen auch europaweit diese Systeme anerkannt werden. Wenn es jedoch einen Inlandsvorbehalt wie im deutschen EEG gibt, dann bleibt dieser Vorbehalt bestehen. Leue ist sich sicher, dass der Biomethanhandel Fahrt aufnehmen könnte, wenn Hemmnisse wie die unterschiedlichen Massenbilanzierungssysteme standardisiert würden. Jedes Land habe verschiedene Anforderungen an ein Biomethangas, wodurch es schwierig sei, einen Markt zu schaffen, der richtig harmonisch ist.

Arcanum selbst ist aktiv, um den Biomethanhandel zu vereinfachen. Mit Biomethanmarkt.de hat das Unternehmen eine Initiative gestartet, um ursprünglich das Portfolio – insbesondere am Jahresende – auszugleichen und um automatisiert und standardisiert handeln

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zu können. Produzenten und Verbraucher können sich auf der Plattform registrieren.

Sie können selber ein Angebot oder ein Gesuch einstellen. „Wenn einer der Handelspartner das Gebot oder Gesuch sieht, kann er mit nur zwei Mausklicks das Geschäft bestätigen“, freut sich Leue. Dadurch ist der Handel dann schon zustande gekommen. Im Vorfeld werden Rahmenverträge unterzeichnet, mit denen die Akteure die Bedingungen akzeptieren. Über die Plattform ist es möglich, alle EEG-Produkte zu handeln. Separat lassen sich auch Kraftstoffgas, Bilanzkreisflexibilität und auch individuelle Biomethanqualitäten, die Produzenten selber definieren, handeln. Die Plattform ist auch in englischre Sprache verfügbar.

Dahinter steckt die Idee der internationalen Markterschließung. Zurzeit sind aber nur Deutschland und die Schweiz auf der Plattform vertreten.

dena-Analyse sieht Zukunft für grüne Gase Biomethan und anderen grünen Gasen misst die Deutsche Energie-Agentur (dena) große Bedeutung bei. In einer kürzlich veröffentlichten Analyse, in der die Rolle und der Beitrag von Biomethan im Klimaschutz heute und im Jahr 2050 untersucht worden sind, kommen die Autoren zu dem Schluss, dass ein erhebliches Potenzial an nachhaltig nutzbarer Biomasse für den Ausbau der Biomethanerzeugung in Deutschland – unter Berücksichtigung der Nahrungs- und Futtermittelproduktion – bereitsteht.

Biomethan könne einen signifikanten Beitrag zur treibhausgasneutralen und kosteneffizienten Energieversorgung sowie zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit in Deutschland leisten. Derzeit werden, so die Analyse, in Deutschland jährlich etwa 96 bis 106 TWhHs Biogas aus industriellen Rest- und Abfallstoffen, kommunalen Reststoffen, in geringem Maße aus Stroh, tierischen Exkrementen sowie Energiepflanzen erzeugt. Hiervon werden aktuell rund 9 TWhHs, also etwa 10 Prozent, zu Biomethan aufbereitet. Durch die konsequente Erschließung von Rest- und Abfallstoffen, tierischen Exkrementen und in geringem Maße Energiepflanzen können 71 bis 88 TWhHs zusätzliches Biogas erzeugt werden.

Ein weiteres Biomethanpotenzial stelle die Umrüstung von 10 bis 20 Prozent der etwa 9.000 bestehenden Biogasanlagen dar,

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wodurch in den kommenden Jahren etwa 10 bis 21 TWhHs Biomethan erzeugt werden könnten. In Summe betrage das mobilisierbare Biomethanpotenzial bis zu 118 TWhHs. Regularien wie die Industrieemissionsrichtlinie (IED) und die Verordnung über Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen (AwSV) erschweren die Erzeugung von Biomethan aus Abfall- und Reststoffen.

Um die Biogaserzeugung der bestehenden 9.000 Biogasanlagen zu optimieren, die nicht an das Gasnetz angeschlossen sind, müssen laut dena-Analyse die Rahmenbedingungen zur Biogasaufbereitung und -einspeisung, wie zum Beispiel das Genehmigungsrecht, verbessert werden. Durch den Einsatz von 118 TWhHs Biomethan könnten f mehr als 12 Mio. Pkw (durchschnittliche Fahrleistung: 14.000 km/a, durchschnittlicher Verbrauch: umgerechnet 5 kg/100 km) betrieben werden oder f 185.000 Lkw (durchschnittliche Fahrleistung: 120.000 km/a, durchschnittlicher Verbrauch: umgerechnet 38 kg/100 km) betrieben werden oder f über 8 Mio. Einfamilienhäuser beheizt oder f an die 12,5 Mio. 4-Personenhaushalte mit Strom versorgt werden.

Und, so die Studie: „In 2050 fließt durch das Gasnetz weitestgehend CO2-neutral erzeugtes Gas aus Power-to-Gas-Anlagen und Biomethan. Damit dient die Gasinfrastruktur als Transportmittel und Speicher für dezentral erzeugte erneuerbare Gase, um die dargebotsabhängige Erzeugung aus Sonnen- und Windenergie an den jeweiligen Verbrauchszentren zu ergänzen. […]

Ein europäischer Markt für erneuerbare Gase existiert und wird durch das europaweit vernetzte Gasnetz getragen. Das Gasnetz – ergänzt um den Transport von LNG – ermöglicht so den systemoptimalen und kosteneffizienten Einsatz von erneuerbaren Gasen und dient der Sektorkopplung.

Ein klares politisches Bekenntnis für erneuerbare Gase schafft Vertrauen bei Investoren, der Energiewirtschaft und den Akteuren, die auf Biomethan und andere erneuerbare Gase heute und in Zukunft setzen. Bereits getätigte Investitionen in die rund 200 Biogasaufbereitungsanlagen

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sowie die dezentrale Erdgasinfrastruktur können dadurch gesichert und für systemdienliche Aufgaben ertüchtigt werden.

Die heimischen Biogaspotenziale sollten kontinuierlich erschlossen und durch die Aufbereitung und Einspeisung von Biomethan systemoptimal für die Umsetzung der Energiewende verfügbar gemacht werden. Durch die Kombination von Biogasanlagen mit PtG-Technologien kann das Potenzial zur Erzeugung an erneuerbaren Gasen erhöht und die CO2-Reduktion optimiert werden.“ Fest steht: Deutschland wird auf eigener Fläche etwa 10 Milliarden Kubikmeter Biomethan nachhaltig bereitstellen können, was etwa 11 Prozent des Verbrauchs entspricht. Dann bleibt noch eine Menge von 80 bis 85 Milliarden Kubikmeter, die grün werden muss. Das bedeutet, dass diese Menge in Zukunft aus regenerativen Gasen wie Wasserstoff und Synthesemethan produziert werden muss. Dazu wird noch mehr Wind- und Solarstrom benötigt. Diese beiden Ressourcen sind somit nicht nur zur Elektrizitätserzeugung wichtig, sondern auch für die künftige Gasversorgung.

Parallel müssen Brennstoffmengen durch intensive solarthermische Nutzung ersetzt werden. Dann könnte auch die Menge der benötigten regenerativen Gase sinken. Die CO2-Neutralisierung des Verkehrssektors kommt noch dazu. Dieser Sektor hat heute in Deutschland einen Energieverbrauch von rund 720 Terawattstunden. Würde dieser Sektor komplett gasifiziert, wären noch einmal 72 Milliarden Kubikmeter Grüngas notwendig.

Dann muss noch der Heizölsektor grün werden. Wie viel regeneratives Gas Deutschland in Zukunft benötigt und selbst aus Biomasse und Strom produziert, hängt von der Akzeptanz der Bevölkerung ab, von den politischen Rahmenbedingungen und von dem Umfang der Solarthermienutzung.

Sehr wahrscheinlich werden grüne Gase künftig in nennenswerter Menge importiert werden.

Autor Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann Redakteur Biogas Journal Fachverband Biogas e.V. Tel. 0 54 09/90 69 426 E-Mail: martin.bensmann@biogas.org

WISSENSCHAFT

BIOGAS JOURNAL

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Donau-Silphie liefert vielversprechende Gaserträge Die Biogasabteilung SensoPower der Firma Phytobiotics Futterzusatzstoffe GmbH hat gemeinsam mit dem Energiepark Hahnennest GmbH & Co.KG und der Metzler & Brodmann Saaten GmbH Versuche zur Vergärbarkeit der „Donau-Silphie“ durchgeführt.

Ziel war, die bereits langjährigen Erfahrungen des Energieparks Hahnennest mit der Vergärung der Donau-Silphie in vergleichenden Versuchen zu verifizieren.

Bienen fliegen gerne die Silphieblüten an und sammeln Nektar.

Von Dr. Angelika Konold-Schürlein

D

ie Donau-Silphie (Durchwachsene Silphie, Silphium perfoliatum) gilt im Bereich der Biogassubstrate inzwischen als aussichtsreiche Alternative zum Mais. Der Energiepark Hahnennest betreibt eine Biogasanlage, in der seit einigen Jahren auch Donau-Silphie als Gärsubstrat zum Einsatz kommt. In Kooperation mit der Metzler & Brodmann Saaten GmbH wird die Durchwachsene Silphie angebaut und unter dem Markennamen „Donau-Silphie“ vermarktet.

Bisher gibt es nur wenige Versuchsergebnisse und Erfahrungen zur Vergärung von Silphie und den damit verbundenen Gaserträgen. Um genauere Kenntnisse über die Vergärbarkeit, mögliche Gasausbeuten und einen Vergleich zur Vergärung von Silomais zu erhalten, wurden in Versuchsfermentern (Durchflussfermenter) verschiedene Gärtests mit Silomais und Donau-Silphie vorgenommen.

FOTOS: ENERGIEPARK HAHNENNEST

Versuchsaufbau und Ergebnisse

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Das Pflanzenmaterial für den Versuch wurde von der Biogasanlage Hahnennest zur Verfügung gestellt. Der Versuch fand in den vier Versuchsfermentern der Firma Phytobiotics Futterzusatzstoffe GmbH statt. Vom Energiepark Hahnennest wurden folgende Substrate bereitgestellt: Silomais (Ernte 2016), früh geerntete Silphie (Ernte 13.8.2016) und spät geerntete Silphie (Ernte 23.9.2016). Diese wurden in den vier Versuchsfermentern über neun Wochen hinweg eingesetzt.

In allen Fermentern wurde durch die Zugabe eines Spurenelementpräparates (SensoPower liquid) eine ausreichende Versorgung mit Nährstoffen sichergestellt. Neben der Erfassung der Gaserträge und Methangehalte des Biogases wurden auch die Inhaltsstoffe der Substrate analysiert und Analysen der Fermenterinhalte erstellt.

Besonders auffällig waren bei den Substratanalysen die großen Unterschiede zwischen dem Trockensubstanzgehalt (TS-Gehalt) des Maises und dem der Silphie. Sie lagen um rund 10 Prozentpunkte auseinander. Obwohl

BIOGAS JOURNAL |

WISSENSCHAFT

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die Silphie zu beiden Erntezeitpunkten nur einen TS-Gehalt von 16 bis 19 Prozent aufwies, trat kaum Flüssigkeit aus dem Substrat aus. Dies deckt sich auch mit den Aussagen der Biogasanlagenbetreiber in Hahnennest, die bei der Silphie nur einen sehr geringen Austritt von Sickersaft nach der Silierung (Silostockhöhe 3,5 Meter) beobachten. Die organische Trockensubstanz (oTS, Ermittlung bei 550 °C) der Silphie wies mit rund 90 Prozent oTS etwas niedrigere Werte auf als der Mais mit 96 Prozent (siehe Tabelle 1 auf Seite 74).

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In Tabelle 1 sind auch die Ergebnisse der Gasmengen- und -qualitätserfassung aufgeführt. Der Mais und die früher geerntete Silphie konnten im Versuch die höchsten Gaserträge erzielen. Bezogen auf die oTS konnte mit der früh geernteten Silphie der höchste Gasertrag (840 Liter/kg oTS) erreicht werden. Bei der Vergärung von Mais lag der Methangehalt bei rund 52 Prozent. Bei der Vergärung der Silphie konnten Methangehalte zwischen rund 51 Prozent und fast 54 Prozent erzielt werden.

Daneben konnte die sehr gute Abbaubarkeit der Silphie im Biogasprozess bestätigt werden. Während das silierte Substrat eher verholzt und schlecht abbaubar wirkte, konnte bei den Ziehungen von Proben aus dem Fermenter beobachtet werden, dass das Gärsubstrat sehr flüssig war und kaum unabgebautes Ausgangssubstrat enthielt. Diese Beobachtung deckte sich auch mit den analysierten oTS-Gehalten der Fermenterinhalte. Sie waren vergleichbar mit denen von Mais oder sogar geringer, was auf einen guten Substratabbau durch die Mikroorganismen hinweist.

Nach Abschluss der fünfwöchigen Versuchsreihe für den Energiepark Hahnennest wurde in den Fermentern 104 (Mais), 105 (frühe Ernte Donau-Silphie) und 107 (späte Ernte Donau-Silphie) zusätzlich zu den Spurenelementen vier Wochen lang noch SensoPower Hybrid, ein seit mehreren Jahren auf dem Markt verfügbares Additiv der Firma Phytobiotics eingesetzt. Der Fermenter 106 wurde zum Vergleich ohne den Zusatz von SensoPower Hybrid aber unter Zugabe von Spurenelementen weitergeführt.

In dem Produkt SensoPower Hybrid wird der Wirkstoff Sangrovit® mit einem Enzym kombiniert. Während Sangrovit das Wachstum der für den Biogasprozess wichtigen Mikroorganismen fördert, unterstützt das Enzym den Aufschluss der Substrate und macht die Nährstoffe für die Mikroorganismen so schneller ver-

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WISSENSCHAFT

BIOGAS JOURNAL

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Tabelle 1: Ergebnisse der Gasmengenmessung in den Versuchsfermentern Bezeichnung Versuchsfermenter

104

105

106

107

Substrat

Mais (2016)

Silphie (13.08.2016)

Silphie (23.09.2016)

Silphie (23.09.2016)

Trockensubstanz Futter

% der FS

27,3

17,4

18,9

18,9

Trockensubstanz Fermenterinhalt

% der FS

8,5

8,0

8,5

9,8

organische Trockensubstanz Futter

% der TS

96

89

90

90

organische Trockensubstanz Fermenterinhalt

% der TS

78,0

74,3

75,7

78,5

durchschn. erzeugte Gasmengen

durchschn. Gasqualität

l/kg FS

207

129

117

115

l/kg oTS

790

840

692

678

% Methan

52,4

51,4

53,6

52,4

Tabelle 2: Einfluss von SensoPower Hybrid auf die Gaserträge Bezeichnung Versuchsfermenter

104

105

106

107

Substrat

Mais (2016)

Silphie (13.08.2016)

Silphie (23.09.2016)

Silphie (23.09.2016)

Einsatz von SensoPower Hybrid erzeugte Gasmenge ohne SensoPower Hybrid

erzeugte Gasmenge mit SensoPower Hybrid

X

X

l/kg FS

207

129

117

115

l/kg oTS

790

791

792

793

l/kg FS

320

158

156

165

l/kg oTS Erhöhung des Gasertrages

fügbar. Die Ergebnisse sind in Tabelle 2 dargestellt.

Es zeigt sich deutlich, dass sowohl bei der Vergärung von Mais als auch von Silphie die Gasausbeute deutlich gesteigert werden kann.

Dies ist zum einen sicherlich auf die längere Verweilzeit zurückzuführen. Dass SensoPower Hybrid dennoch eine höhere Gasausbeute bewirkt, zeigt sich beim Ver-

X

1220

1027

919

976

55 %

30 %

16 %

23 %

gleich der Fermenter 106 und 107, die beide mit dem gleichen Pflanzenmaterial beschickt wurden. Durch die längere Verweilzeit konnte der Gasertrag in Fermenter 106 ohne den Einsatz von Hybrid noch einmal um 16 Prozent gesteigert werden, während im Fermenter 107 mit Einsatz von SensoPower Hybrid der Gasertrag sogar um 23 Prozent erhöht werden konnte.

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von der Biogasanlage Erdmann

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BIOGAS JOURNAL |

WISSENSCHAFT

1_2018

Fazit: Bisher gibt es im Bereich der Vergärung von Durchwachsener Silphie in Biogasanlagen nur wenig Erfahrung und kaum Daten. Mit dem in diesem Bericht beschriebenen Versuch konnten die auf der Biogasanlage Hahnennest getätigten Beobachtungen und ermittelten Gaserträge verifiziert werden. Die in Hahnennest und auch in den Versuchen beobachteten Gaserträge liegen deutlich über den bisher in der Literatur angegebenen Werten. So weist der Biogasertragsrechner des KTBL einen Gasertrag von 480 Normliter pro Kilogramm (Nl/kg) oTS mit 58 Prozent Methan aus. Das entspricht einem Methanertrag von etwa 278 Nl Methan/kg oTS. J. Köhler und R. Müller sprechen in ihrer Anbauanleitung für die Aussaat von Durchwachsener Silphie Silphium perfoliatum L. (2015) von einem Methanertrag in Höhe von 285 Nl/kg oTS. In dem vorliegenden Versuch wurde bei der Vergärung von Donau-Silphie ein Biogasertrag von bis zu 840l/kg oTS erreicht. Das

entspricht 432 Nl Methan pro kg oTS. Die sehr guten Gasausbeuten, eine gute Silierbarkeit und die Bildung von sehr wenig Sickersaft trotz niedriger TS-Gehalte sowie die gute Abbaubarkeit des optisch verholzt wirkenden Pflanzenmaterials zeigen, dass die Donau-Silphie eine sehr gute Alternative zum Einsatz von Mais in Biogasanlagen darstellt. Durch den Einsatz von Additiven, wie Sensopower Hybrid, kann die Vergärbarkeit noch optimiert werden.

Silphieernte mit dem Maishäcksler mit GPSErntevorsatz.

Autorin Dr. Angelika Konold-Schürlein Phytobiotics Futterzusatzstoffe GmbH Marketing und Produktmanagement Fürschlag 1 · 91564 Neuendettelsau Tel. 0 98 74/50 48 28 11 Mobil: 01 51/14 08 60 16 E-Mail: a.konold@phytobiotics.com

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